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Planung und Analyse elektrischer Energieversorgungsnetze Teil 1.2

Einführung in die Planung und Analyse

Ausgabe 0.2, 14.09.2015Autoren: Stephan Rupp

Steinbeis Transferzentrum Energieinformationstechnik

Kontakt: [email protected]: http://www.steinbeis.de/su/1766

Planung und Analyse elektrischer EnergieversorgungsnetzeTeil 1.2 - Einführung in die Planung und Analyse

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Inhaltsverzeichnis1. Betriebsmittel und Lastflüsse! 5

1.1. Lasten! 5

1.2. Zeigerdiagramme für Verbraucher! 8

1.3. Zeigerdiagramme für Erzeuger! 11

1.4. Lastflussanalyse! 14

1.5. Straßenzug! 14

1.6. Einfaches Netz! 15

1.7. Transformatoren! 18

1.8. Erzeuger mit Synchronmaschine! 18

2. Leistungsregelung! 18

2.1. Inselnetz! 18

2.2. Verbundnetz! 18

2.3. Statik der Regelung! 18

2.4. Dynamik der Regelung! 18

3. Erstellung eines repräsentativen Netzmodells! 19

3.1. Verbraucherstruktur in Deutschland! 19

3.2. Summarisches repräsentatives Netzmodell! 23

3.3. Ausbau der erneuerbaren Energien! 24

3.4. Erzeugerstruktur in Deutschland! 26

3.5. Erneuerbare Energien im Netzmodell! 27

4. Implementierung des Netzmodells! 30

4.1. Ländliche Netze! 30

4.2. Städtische Netze! 32

4.3. Erzeuger im Netz! 34

4.4. Summarisches Netzmodell! 39

5. Lastflüsse im Netzmodell! 42

5.1. Ohne erneuerbare Energien! 42


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5.2. Lastfluss und Blindleistungsbedarf mit 16% EE! 42

5.3. Lastfluss und Blindleistungsbedarf mit 50% EE! 44

5.4. Ländliche Netze! 45

6. Leistungsregelung im Netzmodell! 49

6.1. Statik der Regelung! 49

6.2. Dynamik der Regelung! 49

6.3. Extra Schwungmasse! 49

6.4. Inseln im Netz! 49

7. Seminararbeit! 50

7.1. Wohnanlage mit eigener Erzeugung! 50

7.2. Freies Thema! 53

8. Klausuraufgaben! 54

8.1. ...! 54

8.2. ...! 54


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1. Betriebsmittel und Lastflüsse

1.1. LastenJe nachdem, ob eine Last elektronisch geregelt ist, oder sich passiv als Impedanz verhält,

ergibt sich eine andere Abhängigkeit von der Netzspannung. Eine auf konstante Wirkleitung P geregelte Last wird überhaupt nicht auf Änderungen der Spannung reagieren (P = P0 = konstant). Bei einer Last mit Stromregelung ergibt sich eine lineare Abhängigkeit der Spannung ( P = U I = P0 U/U0). Bei einer Impedanz ändert sich die aufgenommene Leistung quadratisch mit der Spannung (P = U I = U2 /|Z| = P0 (U/U0)2). Folgende Abbildung zeigt diese drei Fälle.

In PowerFactory lässt sich eine Last in diesen drei Kombinationen angeben. Hierbei sind auch gemischte Lasten möglich, die alle diese Optionen enthalten. Das Lastmodell bei PowerFactory folgt folgender Logik:

! P = P0 [ aP (U/U0)eaP + bP (U/U0)ebP + (1 - aP - bP) (U/U0)ecP ]! ! (1.1.1)

! Q = Q0 [ aQ (U/U0)eaQ + bQ (U/U0)ebQ + (1 - aQ - bQ) (U/U0)ecQ ]! ! (1.1.2)

Es werden hier zugleich alle drei genannten Fälle ermöglicht. Wenn der Koeffizient aP den Anteil der Konstanten Leistung beschreibt (mit Exponent eaP = 0), so kann der Koeffizient bP den Anteil der stromgeregelten Leistung beschreiben (mit Exponent abP = 1). Sind aP und bp bereits definiert, so verbleibt wegen aP + bP + cP = 1 für den Koeffizienten cP = 1 - aP - bP. Mit Hilfe dieses letzten Anteil lässt sich nach der Konvention der impedanzabhängige Teil der Leistung beschreiben, wenn man für den Koeffizienten cP = 2 einsetzt.

Für die Blindleistung wird das gleiche Vorgehen gewählt (Gleichung 1.1.2). In folgendem praktischen Beispiel wurden drei einzelne Lasten definiert, von denen jeweils eine dem Verhalten P = konstant, I = konstant, bzw. Z = konstant entspricht.

In folgender Abbildung wurde in PowerFactory zunächst eine Sammelschiene generiert. In die Sammelschiene speist ein Netz ein, das in dieser Abstraktion einer geregelten Spannungsquelle im Sinne einer idealen Spannungsquelle entspricht, wie in der Ersatzschaltung oben. Zunächst werden drei Lasten direkt an die Sammelschiene angeschlossen.

Die Einstellung der Lasten (Eingabeart im Fenster) wird als „P, cos(ph)“ vorgegeben, man kann also auf diese Weise P0 und den Leistungsfaktor cos(φ) als Winkel zwischen Strom und Spannung über der Last. Auf diese Art kann man sich auf die Wirkleistung konzentrieren und die Blindleistung in Abhängigkeit der Wirkleistung vorgeben.

Eine der Lasten wird nun so parametrisiert, dass sie einem Verbraucher mit Leistungsregelung entspricht (somit P = konstant, also aP = 1 und den zugehörigen Koeffizienten e_aP = 0). Die restlichen Einstellungen bei der Wirkleistung sind somit definiert (da bP und cP somit gleich Null sind, interessieren deren Exponenten nicht weiter). Für die Blindleistung wurde das gleiche Verhalten vorgegeben. Die zweite Last wurde sinngemäß auf diese Weise als Last mit Stromregelung einge-stellt, die dritte Last als Last mit konstanter Impedanz.


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Betreibt man die Lasten unmittelbar an der Sammelschiene, so erkennt man kein unter-schiedliches Verhalten. Mangels Leitungsimpedanz sind die Lasten ja unmittelbar an der Spannungsquelle angeschlossen. Im Ersatzschaltbild in der Abbildung auf der vorherigen Seite würde die ideale Spannungsquelle die Spannung halten. Es ergibt sich somit keine Variation der Leistung mit der Spannung.

Um mit der Ersatzschaltung vergleichbare Verhältnisse zu erzielen, wird das Modell so erweitert, dass die Lasten nun über Leitungen verbunden werden. PowerFactory enthält eine Bibliothek gängiger Kabeltypen mit realistischen Impedanzbelägen. In diesem Fall wurde ein Erdkabel gewählt und eine Länge von 300 m vorgegeben. Eine Lastflussanalyse zeigt nun deutliche Unter-schiede im Verhalten der Lasten.


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Last 1 mit geregelter Leistung belastet das Netz erwartungsgemäß am stärksten: die Spannung am Ende der Leitung gibt hier auf 0,951 des Sollwertes nach. Im Fall der Last mit geregeltem Strom gibt die Spannung über der Leitung weniger nach.

Aus dem Leiterstrom von I = 144 Ampere und der Leiterspannung (Leiter-zu-Leiter-Spannung) von U = 0,4 kV berechnet man die gesamten Leistung P = √3 * I * U = 0,1 MW. Dass der Wert bei der Last an der Sammelschiene links oben in der Abbildung höher ist, liegt an dem gewählten Blindleis-tungsanteil durch cos(φ) = 0,9. Stellt man cos(φ) = 1 ein, ergibt sich ein Wert von I = 144 A.

Am Ende der Leitung erreicht die auf konstante Leistung geregelte Last ihr Ziel auf Kosten der Ströme und Spannungen aus dem Netz. Die stromgeregelte Last bzw. die rein passive Impedanz haben wesentlich geringeren Einfluss auf die Spannungen und Ströme.

Frage 1.1.1: Vollziehen Sie das Beispiel mit Power Factory nach. Machen Sie sich bei dieser Gelegenheit mit der Bedienung von PowerFactory vertraut.

Frage 1.1.2: Variieren Sie das Beispiel nach eigenem Ermessen und klären Sie verbliebene Fragen.

Frage 1.1.3: Dreieickschaltung. Im Beispiel war die Last in einer Dreieckschaltung realisiert. Welche Beziehung besteht zwischen der Leiterspannung und der Strangspannung, sowie zwischen dem dem Leiterstrom und dem Strangstrom? Wie groß ist die gesamte Leistung? Warum ist es sinnvoll, dass das Planungswerkzeug die Leiterspannung, den Leiterstrom und die gesamte Leistung anzeigt?

Lösung:

Frage 1.1.4: Sternschaltung. Welche Beziehung besteht zwischen der Leiterspannung und der Strangspannung, sowie zwischen dem dem Leiterstrom und dem Strangstrom? Wie groß ist die gesamte Leistung? Welche Unterschiede zur Dreieickschaltung gibt es in der Leistung bei gleichen Impedanzen in den Strängen? Wie groß sind die Impedanzen in den Strängen im Ver-gleich zur Dreieickschaltung bei gleicher Gesamtleistung? Warum ist es sinnvoll, dass das Planungswerkzeug die Leiterspannung, den Leiterstrom und die gesamte Leistung anzeigt?

Lösung:


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1.2. Zeigerdiagramme für VerbraucherEin Verbraucher mit Leistung P und Leistungsfaktor cos(φ) wird an einer Leitung betrieben. Die

Leitung sei durch die Reaktanz X und den Leitungsverlust R beschrieben. Folgende Abbildung zeigt die Ersatzschaltung und das Zeigerdiagramm im Verbraucherzählpfeilsystem.

Im Verbraucherzählpfeilsystem bedeutet eine positive Leistung P = U I > 0, dass Leistung

aufgenommen wird. Im Ersatzschaltbild fällt über dem Widerstand R die Spannung UR = R I ab. Unabhängig von der Wahl des Zählpfeils für den Strom ist diese Spannung gleichphasig mit dem Strom, d.h. PR = UR I > 0. Für die Last gilt, dass P = UE I cos(φ) > 0, d.h. es wird Leistungs aufgenom-men. Hierbei bedeuten UE den Betrag des Effektivwertes der Spannung über der Last, und I der Betrag des Effektivwertes des Stroms.

Frage 1.2.1: Wird cos(φ) = 0,9 gewählt und φ positiv, gilt für die Blindleistung Q = UE I sin(φ) > 0. Die Last nimmt also Blindleistung auf. Stellen Sie diesen Fall mit PowerFactory nach und rekonstru-ieren Sie das Zeigerdiagramm aus dem Lastfluss (d.h. aus P und Q).

Lösung: Siehe folgende Abbildung. An der Last angegeben sind jeweils P [MW], Q [MVar] und I [A]. Die Spannung entnimmt man der Anzeige an der Klemmleiste. Für die drei in Abschnitt 1.1 angenommenen Lasten mit Charakter P = const, I = konstant und Z = konstant liest man für P = 0,1 MW und cos(φ) = 0,9 folgende Werte ab:

Last P = konstant: U = 0,380 kV, P = 0,1 MW, Q = 0,048 MVar, I = 0,169 A, u= U/UN = 0,951 p.u.

Last I = konstant: U = 0,381 kV, P = 0,1 MW, Q = 0,046 MVar, I = 0,160 A, u = U/UN = 0,953 p.u.

Last Z = konstant: U = 0,382 kV, P = 0,1 MW, Q = 0,044 MVar, I = 0,153 A, u= U/UN = 0,955 p.u.

Die Spannung an Anfang der Leitung wird durch das Netz (als ideale Spannungsquelle) konstant auf 0,4 kV gehalten. Q ist positiv, es wird also Blindleistung aufgenommen. Die Spannungs-verhältnisse u = U/UN (in p.u. = per unit, d.h. als normierte Größen) werden als mittlere Werte an der Klemmleiste (Sammelschiene) angezeigt.


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Frage 1.2.2: Wird cos(φ) = 0,9 gewählt und φ negativ, gilt für die Blindleistung Q = UE I sin(φ) < 0. Die Last nimmt also Blindleistung auf. Stellen Sie diesen Fall mit PowerFactory nach und rekonstru-ieren Sie das Zeigerdiagramm aus dem Lastfluss (d.h. aus P und Q). Hinweis: In diesem Skript wird der Ausdruck Blindleistung für Q verwendet, sowie das Verbraucherzählpfeilsystem, sofern nicht explizit anders angegeben. Ist Q positiv, wird Blindleistung aufgenommen. Ist Q negativ, wird Blindleistung abgegeben. Die Begriffe „positive Blindleistung“, negative Blindleistung“, „induktive Blindleistung“ oder „kapazitive Blindleistung“ finden hier keine Verwendung. Aus-sagen wie z.B. „Drosseln erzeugen induktive Blindleistung“ tragen wenig zur Klarheit bei.

Lösung: Durch Vorgabe von P = 0,1 MW und cos (φ) = 0,9 kapazitiv. Durch die Vorgabe „kapazitiv“ wird das Vorzeichen von φ als -1 eingestellt. Folgende Abbildung zeigt die Ergebnisse.

Für die Lasten mit Charakter P = const, I = konstant und Z = konstant liest man für P = 0,1 MW und cos(φ) = 0,9 kapazitiv folgende Werte ab:

Last P: U = 0,387 kV, P = 0,1 MW, Q = -0,048 MVar, I = 0,166 A, u= U/UN = 0,968 p.u.

Last I: U = 0,388 kV, P = 0,1 MW, Q = -0,047 MVar, I = 0,160 A, u = U/UN = 0,969 p.u.

Last Z: U = 0,388 kV, P = 0,1 MW, -Q = 0,046 MVar, I = 0,156 A, u= U/UN = 0,97 p.u.

Die Spannung an Anfang der Leitung wird durch das Netz (als ideale Spannungsquelle) konstant auf 0,4 kV gehalten. Q ist negativ, es wird also Blindleistung abgegeben. Die Spannungs-verhältnisse u = U/UN (pu = per unit, d.h. als normierte Größen) sind deutlich besser als in der induk-tiven Betriebsart der Last. Die Erklärung liefert das Ersatzschaltbild: teilweise Kompensation der Lei-tungsinduktivität durch den kapazitiven Anteil der Last. Durch geeignete Wahl von cos(φ) lässt sich u = 1 herstellen.


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Die Einstellung der Lasten ist hier nochmals wiedergegeben:

Frage 1.2.3: Spannungshaltung im Netz. Nach der Richtlinie EN 50160 darf die Spannung beim Ver-braucher in 95% der Zeit höchstens um -10% bis +10% von der jeweiligen Nennspannung abweichen. Welche Betriebsart ist vorzuziehen?

Lösung: Die Betriebsart mit den geringsten Spannungseinbußen, d.h. die Betriebsart, bei der das Spannungsverhältnis u= U/UN am nächsten bei 1 ist.

Frage 1.2.4: Lastfluss am Anfang und am Ende der Leitung. Lesen Sie die Angaben am Leitungs-anfang und Leitungsende ab. Wieso wechseln die Vorzeichen von P und Q am Ende der Lei-tung gegenüber dem Leitungsanfang? Wieso stimmen P und Q nicht miteinander überein?Wieso behält der Strom sein Vorzeichen?


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1.3. Zeigerdiagramme für ErzeugerFolgende Abbildung zeigt das Ersatzschaltbild eines an einer Leitungs angeschlossenen

Erzeugers, sowie das zugehörige Zeigerdiagramm. Die Leitung ist wiederum dargestellt durch ihre Reaktanz X, sowie die ohmschen Leistungsverluste R. Der Erzeuger sei so gewählt, dass seine Wirkleistung P sowie der Leistungsfaktor cos(φ) einstellbar ist.

Im Verbraucherzählpfeilsystem ist eine aufgenommene Leistung positiv (P > 0), und somit eine

abgegebene Leistung negativ (P < 0). In der Abbildung oben wurde der Zählpfeil für den Strom so belassen, wie beim Verbraucher in Abschnitt 1.2. Wenn der Erzeuger am Ende der Leitung also Leistung abgeben soll (P = UE I cos(φ) < 0), muss der Strom I also negativ sein. Für die Leitungs-impedanz bleiben Wirkleistung und Blindleistung positiv, da die Spannungen dort in Stromrichtung abfallen.

Auch die Maschenregel bleibt wegen der gleichen Richtung des Zählpfeils für den Strom erhalten und ist identisch mit der Maschenregel beim Verbraucher in Abschnitt 1.2. Im Zeigerdiagramm folgen die Spannungen UR = R I und UX = jX I der Stromrichtung. Die Leitung wird nun vom Erzeuger gespeist. Der Lastfluss verläuft vom Erzeuger über die Leitung ins Netz.

Frage 1.3.1: Der Phasenwinkel φ zwischen Strom und Spannung am Erzeuger sei so gewählt, dass φ positiv zwischen π/2 < φ < π. In diesem Quadranten gilt cos(φ) < 0 (daher die negative Strom-richtung) und sin(φ) > 0. Es gilt somit P = UE I cos (φ) < 0 und Q = UE I sin (φ) > 0. Der Erzeuger gibt also Wirkleistung ab und nimmt Blindleistung auf. Der Strom eilt der Spannung nach, da sich der Phasenwinkel φ innerhalb der ersten beiden Quadranten befindet (0 < φ < π). Stellen Sie diesen Fall mit PowerFactory nach und rekonstruieren Sie das Zeigerdiagramm aus dem Lastfluss (d.h. aus P und Q). Hinweis: Sie können das Modell aus Abschnitt 1.2 verwen-den, indem Sie einfach eine negative Wirkleistung vorgeben. Achtung: Um Q > 0 einzustellen, ist der Phasenwinkel in der Betriebsart „kap“ zu wählen. Diese Bezeichnung ist leider irrefüh-rend. Da eine Last üblicherweise nicht mit negativer Leistung betrieben wird, war dieser Fall wohl im Lastmodell nicht vorgesehen.

Lösung: Siehe folgende Abbildung. An der Last angegeben sind jeweils P [MW], Q [MVar] und I [A]. Die Spannung sowie das Spannungsverhältnis entnimmt man der Anzeige an der Klemmleiste.


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Last P: U = 0,412 kV, P = - 0,1 MW, Q = 0,048 MVar, I = 0,156 A, u= U/UN = 1,029 p.u.

Last I: U = 0,412 kV, P = -0,103 MW, Q = 0,050 MVar, I = 0,160 A, u = U/UN = 1,03 p.u.

Last Z: U = 0,412 kV, P = -0,106 MW, Q = 0,051 MVar, I = 0,165 A, u= U/UN = 1,031 p.u.

Die Spannung an Anfang der Leitung wird durch das Netz (als ideale Spannungsquelle) konstant auf 0,4 kV gehalten. Q ist positiv, es wird also Blindleistung aufgenommen. Die Spannungs-verhältnisse u = U/UN (in p.u. = per unit, d.h. als normierte Größen) sind nun größer als 1, d.h. Der Erzeuger erhöht die Spannung am Leitungsende über die Nennspannung. Die Spannung erhöht sich um ca 3%.

Frage 1.3.2: Der Phasenwinkel φ zwischen Strom und Spannung am Erzeuger sei so gewählt, dass φ negativ zwischen -π < φ < -π/2. In diesem Quadranten gilt cos(φ) < 0 (daher die negative Stromrichtung) und sin(φ) < 0. Es gilt somit P = UE I cos (φ) < 0 und Q = UE I sin (φ) < 0. Der Erzeuger gibt also Wirkleistung und Blindleistung ab. Der Strom eilt der Spannung vor, da sich der Phasenwinkel φ innerhalb der ersten beiden negativen Quadranten befindet (-π < φ < 0). Stellen Sie diesen Fall mit PowerFactory nach und rekonstruieren Sie das Zeigerdiagramm aus dem Lastfluss (d.h. aus P und Q). Hinweis: Sie können das Modell aus Abschnitt 1.2 verwen-den, indem Sie einfach eine negative Wirkleistung vorgeben. Achtung: Um Q < 0 einzustellen, ist der Phasenwinkel in der Betriebsart „ind“ zu wählen.

Lösung: Siehe folgende Abbildung. An der Last angegeben sind jeweils P [MW], Q [MVar] und I [A]. Die Spannung sowie das Spannungsverhältnis entnimmt man der Anzeige an der Klemmleiste.

Last P: U = 0,418 kV, P = - 0,1 MW, Q = - 0,048 MVar, I = 0,153 A, u= U/UN = 1,045 p.u.

Last I: U = 0,419 kV, P = -0,103 MW, Q = - 0,051 MVar, I = 0,160 A, u = U/UN = 1,047 p.u.


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Last Z: U = 0,420 kV, P = -0,106 MW, Q = - 0,053 MVar, I = 0,168 A, u= U/UN = 1,049 p.u.

Die Spannung an Anfang der Leitung wird durch das Netz (als ideale Spannungsquelle) konstant auf 0,4 kV gehalten. Q ist negativ, es wird also Blindleistung abgegeben. Die Spannungs-verhältnisse u = U/UN (in p.u. = per unit, d.h. als normierte Größen) sind nun deutlich größer als 1, d.h. der Erzeuger erhöht die Spannung am Leitungsende über die Nennspannung. Die Spannung erhöht sich um ca 5%.

Frage 1.3.3: Spannungshaltung im Netz. Nach der VDE Anwendungsregel VDE-AR-N 4105 wird empfohlen, dass durch Erzeugungsanlagen im Niederspannungsnetz die Netzspannung um nicht mehr als ΔU = 3% gegenüber dem Betrieb ohne Erzeugungsanlagen überschritten werden darf. Welche Betriebsart ist vorzuziehen? Was bedeutet diese Betriebsart für das Netz?

Lösung: Die Betriebsart mit den geringsten Spannungserhöhungen, d.h. die Betriebsart, bei der das Spannungsverhältnis u= U/UN am nächsten bei 1 ist. Im Zeigerdiagramm bzw. aus der Lastflussanalyse geht hervor, das die Betriebsart, bei der die Erzeuger Blindleistung beziehen (Q > 0) günstiger ist. Durch geeignete Wahl von cos(φ) lässt sich der Spannungshub minimieren. Bedeutung für das Netz: Für Erzeuger muss Blindleistung bereit gestellt werden.

Frage 1.3.4: Lastfluss am Anfang und am Ende der Leitung. Lesen Sie die Angaben am Leitungs-anfang und Leitungsende ab. Wieso wechseln die Vorzeichen von P und Q am Ende der Lei-tung gegenüber dem Leitungsanfang? Wieso stimmen P und Q nicht miteinander überein?


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1.4. LastflussanalyseMit Hilfe von Zeigerdiagrammen und Ersatzschaltbildern verschafft man sich rasch einen Über-

blick über die Lage, wie z.B. über die Verhältnisse von Strömen, Spannungen, Wirkleistung und Blind-leistung. Diese Betrachtung ist jedoch rein qualitativ. Mit Hilfe der Lastflussanalyse von PowerFactory kommt man zu den gleichen Ergebnissen. Allerdings ist diese Betrachtung quantitativ: es werden konkrete Werte der Betriebsmittel vorgegeben und es werden Ströme, Spannungen, Wirkleistung und Blindleistung konkret berechnet.

Frage 1.4.1: Wie berechnen Sie Schaltungen mit nichtlineare Elementen? Beispiel: Eine Gleichspan-nungsquelle U mit Innenwiderstand R treibt eine Diode in Durchlassrichtung. Die Kennlinie der Diode I(U) ist bekannt. Wie bestimmen Sie den Arbeitspunkt grafisch bzw. rechnerisch?

Frage 1.4.2: Funktionsprinzip der Lastflussanalyse. Im Konsolenfenster von PowerFactory erhalten Sie Meldungen über den Fortschritt des iterativen Newton-Raphson-Verfahrens. Wie funktioniert dieses Verfahren? Erkunden Sie das Funktionsprinzip der Lastflussanalyse.

1.5. StraßenzugFolgende Abbildung zeigt einen Straßenzug, bestehend aus einem Abgang der Sammel-

schiene im Niederspannungsnetz mit einer Leitung (Erdkabel), sowie die an der Leitung angeschlos-senen Haushalte als Lasten. Es soll Erdkabel vom Typ NAYY 4x150 verwendet werden. Die Länge des Kabels beträgt 200 m. Im Strassenzug sind insgesamt 20 Haushalte angeschlossen. Pro Haushalt wird eine mittleren Leistung von 0,52 kW konsumiert, cos(φ) = 0,9. Jeder Haushalt ist mit Hilfe einer Kabelmuffe und 8 m Zuleitung vom Typ NAYY 4x50 angeschlossen. Außerdem enthält das Netz einen Gewerbebetrieb der Leistung P = 66 kW mit cos(φ) = 0,9.


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Frage 1.5.1: Erzeugen Sie mit Hilfe von PowerFactory ein solches Netz. Hinweis: Gehen Sie schrittweise vor. Erstellen Sie zunächst einen Haushalt mit Anschluss und testen Sie den Lastfluss. Wenn der Anschluss funktioniert, arbeiten Sie mit „Kopieren“ und „Einsetzen“ (d.h. erweitern per copy und paste).

Frage 1.5.2: Lastflussanalyse. Berechnen Sie den Lastfluss im Netz. Prüfen Sie die Ergebnisse auf Plausibilität.

Frage 1.5.3: Welches Verhalten zeigt der Straßenzug am Anfang der Leitung? Wir könnte man den Straßenzug durch eine Punktlast nachbilden?

Frage 1.5.4: Ergänzen Sie das Netz um 4 weitere Straßen, für den Sie die Ersatzschaltung verwen-den. Analysieren Sie den Lastfluss.

1.6. Einfaches NetzDas in folgender Abbildung gezeigte Ortsnetz besteht aus den Komponenten: • Speisung aus dem 20 kV Mittelspannungsnetz, • 1 Ortsnetztransformator mit Scheinleistung S = 400 kVA, 20/0,4 kV, Typ DOTE SGB, • 1 Punktlast für einen Gewerbebetrieb, 66 kW, cos(φ) = 0,9• 4 Straßenzüge mit jeweils 20 Wohneinheiten als Niederspannungslasten direkt am Orts-

netztransformator (ONT), Anschlusswert pro Wohneinheit S = 12 KVA, cos(φ) = 0,95, Gleichzeitigkeitsfaktor 0,1.

• 1 Aussiedlerhof mit landwirtschaftlichem Betrieb, angeschlossen über 1 km Leitung (Erd-kabel), Typ NAYY 4x 150, Leistung P = 50 kW, cos (φ) = 0,9.

Frage 1.6.1: Erstellen Sie das Netz mit Hilfe von PowerFactory. Hinweis: Für die Straßenzüge verwen-den Sie die Niederspannungslast aus der Bibliothek (mit Symbol LV = Low Voltage) und folgen-den Parametern.


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Frage 1.6.2: Photovoltaik im Netz. Auf dem Aussiedlerhof wird eine Photovoltaikanlage installiert. Die Anlage hat eine Leistung von 60 kW. Gemäß der Anschlussrichtlinie VDE-AR-N 4105 müssen Anlagen mit S > 13,8 KVA mit variablen cos(φ) = 0,9 kapazitiv bis cos(φ) = 0,9 induktiv betrie-ben werden können, um die Spannung über der Leitung zu halten. Ergänzen Sie die PV-Anlage im Netzmodell und wählen Sie eine günstige Einstellung des Leistungsfaktors cos(φ). Unter-suchen Sie folgende Arbeitspunkte: die Last am Aussiedlerhof ist außer Betrieb, die Last am Aussiedlerhof ist in Betrieb. Hinweis: Die PV-Anlage wird in PowerFactory als Erzeuger im Erzeugerzählpfeilsystem dargestellt. Zur Transformation ins Verbraucherzählpfeilsystem sind die P und Q in der Ergebnisbox der PV-Anlage einfach mit umgekehrtem Vorzeichen zu inter-pretieren.

Frage 1.6.3: Blockheizkraftwerk im Netz. Die Trafostation soll um ein Blockheizkraftwerk (BHKW) erweitert werden, das einen Teil der Strassenzüge mit Fernwärme versorgt. Das BHKW soll wärmegeführt werden, d.h. in erster Linie der Heizung dienen. Wenn das BHKW läuft, wird der erzeugte Strom der ins Netz eingespeist. Das BHKW besitzt eine elektrische Leistung von P = 60 kW. Erweitern Sie das Netz um ein BHKW. Wählen Sie einen geeigneten Arbeitspunkt für das BHKW (P, Q). Hinweis: Verwenden Sie hierzu eine Synchronmaschine aus der Bibliothek.

Frage 1.6.4: Lastfluss im Tagesverlauf. Bisher laufen alle Erzeuger und Verbraucher auf mittlerer Leistung. Dieser Arbeitspunkt macht als summarischer Mittelwert Sinn, ist aber im Tagesverlauf nicht typisch. Nachts beispielsweise liefert die PV-Anlage keinen Beitrag. An einem Sommertag ist ein wärmegeführtes BHKW nicht in Betrieb. Nachts sinkt der Bedarf der Haushalte und ggf. der Gewerbebetriebe (abhängig von der Art des Gewerbes wie z.B. Bäckereien, Produktion im Schichtbetrieb ). Geben Sie Ihrer Meinung nach repräsentative Vorgaben für die Lastflüsse, z.B. Winternacht, Sommertag, Sommernacht und untersuchen Sie die diesbezüglichen Arbeits-punkte im Modellnetz.


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1.7. Transformatoren...

1.8. Erzeuger mit Synchronmaschine...

2. Leistungsregelung

2.1. Inselnetz... z.B. Laufwasserkraftwerk mit angeschlossenem Dorf als Inselnetz

2.2. Verbundnetz... z.B. Laufwasserkraftwerk mit angeschlossenem Dorf mit Anschluss an Netzverbund

2.3. Statik der Regelung...

2.4. Dynamik der Regelung...


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3. Erstellung eines repräsentativen Netzmodells

3.1. Verbraucherstruktur in DeutschlandFolgende Abbildung zeigt die Verbraucherstruktur in Deutschland.

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Das Modell basiert auf den im Text aufgeführten und im Anhang wiedergegebenen Annahmen. Als Quellen wurden veröffentlichte Werte und eigene Arbeitshypothesen verwendet. Es werden folgende Verbrauchergruppen unterschieden:

• Industrieabnehmer (mit insgesamt 47% Anteil am Stromverbrauch)• Haushalte (mit insgesamt 26% Anteil)• Handel und Gewerbe (mit insgesamt 14% Anteil)• Sonstige, hierunter Verkehr, Landwirtschaft und öffentliche Einrichtungen (mit 13%).

Die Anteile am Stromverbrauch sind die Werte im Jahresmittel. Diese Anteile wurden für den gewählten Arbeitspunkt des Netzes übernommen. Als Arbeitspunkt wurde die Hauptbetriebsstunde des Netzes gewählt. Hierunter ist die Stunde im Jahresverlauf zu verstehen, in der das Netz die meiste Energie übertragen muss. Als elektrische Leistung in der Hauptbetriebsstunde wurden 80 GW gewählt (entsprechend 100%). Die Anteile der Verbraucher teilen sich diesen Gesamtwert.

Die Netzstruktur unterscheidet zwischen• den Spannungsebenen im Verteilnetz (Hochspannung 110 kV, Mittelspannung 20kV, Nie-

derspannung 0,4 kV)• einer ländlichen bzw. städtischen Netzinfrastruktur.

Die Verbraucher wurden auf die Spannungsebenen aufgeteilt, wie in der Abbildung gezeigt. Folgende Tabelle stellt die Verteilung nochmals mit den gewählten Anteilen dar.

Verbraucherstruktur Industrie Haushalte Handel u. Gewerbe SonstigeSpannungsebene

HS 15,6% 0,0% 0,0% 0,0% 15,6% Industrie HSMS Land 6,3% 0,0% 0,0% 0,0% 17,4% MS+NS LandMS Stadt 25,1% 0,0% 0,0% 0,0% 67,0% MS+NS StadtNS Land 0,0% 4,4% 2,8% 3,9% 11,1%NS Stadt 0,0% 21,6% 11,2% 9,1% 41,9%

Summe: 47,0% 26,0% 14,0% 13,0% 100,0%

Die Industrieabnehmer finden sich vorwiegend direkt in der Mittelspannungsebene bzw. In der Hochspannungsebene. Haushalte, Handel und Gewerbe, sowie Sonstige teilen sich die Niederspan-nungsebene. Es ist am Strombedarf deutlich zu erkennen, dass der überwiegende Teil der Bevölke-rung in der Stadt angesiedelt ist: der Strombedarf in der städtischen Mittelspannungsebene (67%) ist fast viermal so groß wie der Strombedarf in der ländlichen Mittelspannungsebene (17,4%).

Frage 3.1.1: Die Netzstruktur unterscheidet Industrieabnehmer in der Hochspannungsebene, ländliche Mittelspannungstransformatoren (110 kV auf 20 kV), sowie städtische Mittelspannungstransfor-matoren (ebenfalls 110 kV auf 20 kV). Von 100% der elektrischen Leistung konsumieren die Industrieabnehmer 15,6%, die Abnehmer in den ländlichen Netzen 17,4%, die Abnehmer in den städtischen Netzen 67%. Welche Leistung wird in absoluten Werten jeweils konsumiert, wenn die Gesamtleistung 80 GW beträgt?

Frage 3.1.2: Zur Transformation in die städtischen bzw. ländlichen Netze werden Mittelspannungs-transformatoren mit einer Scheinleistung von S = 30 MVA verwendet. Die transportierte Wirkleistung soll 70% der Scheinleistung betragen, d.h. pro Transformator werden P = 21 MW in die Netze übertragen. Wie viele Mittelspannungstransformatoren werden für die städtischen Netze benötigt? Wie viele Mittelspannungstransformatoren werden für die ländlichen Netze benötigt?

Frage 3.1.3: Jeder Mittelspannungstransformator spannt ein städtisches bzw. ländliches Mittel-spannungsnetz auf. Wie viele städtische bzw. ländliche Mittelspannungsnetze gibt es?


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Frage 3.1.4: In jedem Mittelspannungsnetz werden Ortsnetztransformatoren eingesetzt zur Transformation der 20 kV in die Niederspannung 0,4 kV. Die Niederspannung wird über Kabel zu den Hausanschlüssen bzw. gewerblichen oder öffentlichen Anschlüssen transportiert. Im städtischen Bereich werden Ortsnetztransformatoren mit folgender Leistung eingesetzt: S = 630 kVA mit 70% Auslastung (entsprechend P = 440 kW). Wie viele Ortsnetztransformatoren (und somit Ortsnetze) gibt es in der Stadt pro Mittelspannungstransformator?

Frage 3.1.5: Ein Ortsnetztransformator versorgt in der Stadt 300 Haushalte mit einem mittleren Leistungsbedarf von P = 0,52 kW, Handel und Gewerbe mit einer mittleren Leistung von insgesamt P = 81 kW (cos φ = 0,9 induktiv), sowie Sonstige mit einer mittleren Leistung von insgesamt P = 66 kW (cos φ = 0,9 induktiv). Berechnen Sie Wirkleistung und Blindleistung am Ortsnetztransformator.

Frage 3.1.6: Folgende Abbildung zeigt die Struktur des Versorgungsgebietes eines städtischen Orts-netztransformators (d.h. das städtische Niederspannungsnetze). Erläutern Sie den Aufbau.

Frage 3.1.7: Im ländlichen Bereich werden Ortsnetztransformatoren mit folgender Leistung eingesetzt: S = 400 kVA mit 70% Auslastung (entsprechend P = 280 kW). Wie viele Ortsnetztransfor-matoren (und somit Ortsnetze) gibt es auf dem Land pro Mittelspannungstransformator?

Frage 3.1.8: Ein Ortsnetztransformator versorgt auf dem Land 200 Haushalte mit einem mittleren Leistungsbedarf von P = 0,52 kW, Handel und Gewerbe mit einer mittleren Leistung von insgesamt P = 66 kW (cos φ = 0,9 induktiv), sowie Sonstige mit einer mittleren Leistung von insgesamt P = 92 kW (cos φ = 0,9 induktiv). Berechnen Sie Wirkleistung und Blindleistung am Ortsnetztransformator.

Frage 3.1.9: Folgende Abbildung zeigt die Struktur des Versorgungsgebietes eines Ortsnetztrans-formators auf dem Land (d.h. das ländliche Niederspannungsnetz). Erläutern Sie den Aufbau. Welche Unterschiede zum städtischen Niederspannungsnetz bestehen?


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A

Frage 3.1.10: Die Mittelspannungsnetze im städtischen bzw. Ländlichen Bereich fassen die jeweils zu einem Mittelspannungstransformator gehörigen Ortsnetztransformatoren, sowie die direkt angeschlossenen Industrieabnehmer zusammen. Folgender Abbildung ein ländliches Mittelspannungsnetz. Erläutern Sie die Struktur.


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3.2. Summarisches repräsentatives NetzmodellIn der gewählten Struktur werden an der Hochspannungsebene (110 kV) unterschieden:

Großindustrie, ländliche Netze und städtische Netze. Die gesamte Leistung in der Hauptbetriebs-stunde beträgt 80 GW. Die Großindustrie konsumiert hiervon 15,6%, die ländlichen Netze 17,4%, die städtischen Netze 67%.

Frage 3.2.1: Berechnen Sie die Leistungen (in GW) für die Großindustrie, die ländlichen Netze, sowie für die städtischen Netze.

Lösung: • Großindustrie: 15,6% von 80 GW = 12,5 GW• Ländliche Netze: 17,4% von 80 GW = 13,9 GW• Städtische Netze: 67& von 80 GW = 53,6 GW

Frage 3.2.2: Die Leistung der Umspannwerke (Transformatoren in der Zeichnung) beträgt in der Hauptbetriebsstunde 21 MW (sowohl für die städtischen als auch für die ländlichen Netze). Berechnen Sie die Anzahl der Umspannwerke für die ländlichen und städtischen Netze. Welche Vereinfachung wird hierbei bezüglich der Umspannwerke angenommen.

Lösung:

• Ländliche Netze: 13900 MW / 21 MW = 622 Umspannwerke (Trafos)

• Städtische Netze: 53600 MW / 21 MW = 2552 Umspannwerke (Trafos)

• Vereinfachung: Keine Redundanz in den Umspannwerken. In der Realität würde man die Umspannwerke aus Gründen der Absicherung gegen Ausfälle bzw. Zum Abschalten für Wartungsarbeiten mit zwei Transformatoren ausstatten, die mit halber Last parallel arbeiten. Bei Ausfall bzw. Arbeiten kann einer der Transformatoren die gesamte Last übernehmen. Für das elektrische Modell ist diese Vereinfachung erlaubt.

Frage 3.2.3: Im Modell sind alle städtischen und ländlichen Umspannwerke identisch. Wie lässt sich daher das Modell auf einen repräsentativen Ausschnitt reduzieren?


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Lösung: Man wählt als repräsentativen Ausschnitt einen Anteil von 1/662, wie in folgender Abbildung gezeigt. Der Ausschnitt besitzt eine Leistung von insgesamt 121 MW (Gesamtleistung 80 GW / 622). Der Ausschnitt enthält somit:

• Großindustrie: 19 MW

• 1x ländliches Netz: 21 MW

• 3,85 x städtische Netze: 81 MW

Frage 3.2.4: Mit Hilfe eines Planungs- und Analysewerkzeugs wie z.B. Digsilent PowerFactory lässt sich der repräsentative Ausschnitt simulieren. Welche Erkenntnisse können aus einer solchen Simulation gewonnen werden?

Lösung:

• Statische Betrachtungen: Lastfluss mit Auslastung der Betriebsmittel im Netz (Transfor-matoren und Leistungen), Bedarf an Wirkleistung und Blindleistung, Engpässe, Unterstützung der Netzplanung, Simulation der Auswirkungen von Änderungen bzw. Erweiterungen im Netz, Funktion der Spannungsregelung und Einhaltung der diesbezüglichen Vorgaben, ...

• Dynamische Betrachtungen: Transiente Vorgänge (z.B. Kurzschlüsse), Regelvorgänge im Netz, wie z.B. Die Leistungsregelung (Primarregelung), Funktion der Schutzeinrichtungen, ...

• Betrachtungen zur Qualität: Oberwellen, Klirrfaktor, Flicker, ...

3.3. Ausbau der erneuerbaren EnergienFolgende Abbildung zeigt einen Ausschnitt aus dem Szenario des Bundesumweltministeriums

zur Energiewende in der Stromversorgung [Quelle: DLR, IWES, IFNE: Schlussbericht - Langfristsze-narien und Strategien für den Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland bei Berücksichti-gung der Entwicklung in Europa und global, 2012]. Für eine Erweiterung des Netzmodells mit erneuer-


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baren Energiequellen werden zwei Fälle gewählt: (1)Ausbau mit 16% erneuerbaren Energien (Jahr 2010), (2) Ausbau mit 53% erneuerbaren Energien (Jahr 2025). Für die Aufteilung der Energiequellen (nach Wind, PV etc) auf die Hauptbetriebsstunde werden die Anteile der Jahresmittelwerte verwendet.

16% EE

84% konv. 53%

EE

47% konventionell Quelle: DLR, IWES, IFNE: Schlussbericht -

Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland bei Berücksichtigung der Entwicklung in Europa und global. 2012

Frage 3.2.1: Ausbau mit 16% erneuerbaren Energien. Aus dem Szenario für das Jahr 2010 entnimmt man folgende Anteile der Energiequellen: 2,08% Photovoltaik, 6,23% Windkraft, 4,81% Bio-masse und Biogas, 86,9% konventionelle Kraftwerke (inklusive Laufwasser). Biomasse (Brenn-stoff für den Kessel) und Biogas (Gas für Gasturbinen) teilen sich auf im Verhältnis 40% (Biomasse) und 60% Biogas). Berechnen Sie die Anteile der Leistung in der Hauptbetriebs-stunde bezogen auf eine Gesamtleistung von 80 GW. Berechnen Sie die Anteile im reprä-sentativen Netzmodell.

Lösung:

Erzeuger Photovoltaik Wind Biomasse Biogas Kraftwerke SummeAnteil 2010 in % 2,08% 6,23% 1,92% 2,89% 86,90% 100%Anteil 80 GW 1,66 4,98 1,54 2,31 69,52 80Anteil im Modell in MW (1/662) 2,5 7,5 2,3 3,5 105,0 121

Frage 3.2.2: Ausbau mit 53% erneuerbaren Energien. Aus dem Szenario entnimmt man für das Jahr 2025: 9,86% Photovoltaik, 30,14% Windkraft, 4,79% Biomasse, 4,82% Biogas, sowie 50,69% konventionelle Kraftwerke (inklusive Laufwasser). Berechnen Sie die Anteile der Leistung in der Hauptbetriebsstunde bezogen auf eine Gesamtleistung von 80 GW. Berechnen Sie die Anteile im repräsentativen Netzmodell.

Lösung:

Erzeuger Photovoltaik Wind Biomasse Biogas Kraftwerke SummeAnteil 2025 in % 9,86% 30,14% 4,79% 4,82% 50,69% 100%Anteil 80 GW 7,89 24,11 3,83 3,86 40,55 80Anteil im Modell in MW (1/662) 11,9 36,4 5,8 5,8 61,3 121


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3.3. Erzeugerstruktur in DeutschlandFür die Verteilung der erneuerbaren Erzeuger im Netz werden folgende Annahmen getroffen: • 70% der Photovoltaik wird in den ländlichen Netzen installiert (wegen Platzbedarf)• 30% der Photovoltaik wird in den städtischen Netzen installiert• Aufteilung der Photovoltaik auf die Hochspannungsebene (HS, ca 15%), Mittelspan-

nungsebene (MS, ca. 5%) und Niederspannungsebene (NS, ca. 80%) nach Anlagen-größe (auf Basis einer Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur)

• Keine Windanlagen in den Niederspannungsnetzen (wegen Platzbedarf)• 95% der Windkraftwerke in den ländlichen Mittelspannungsnetzen (ca. 80%), sowie im

Hochspannungsnetz (ca. 20%, beispielsweise Off-shore Windparks)• 5% der Windkraftwerke in den städtischen Mittelspannungsnetzen• Kraftwerke für Biomasse nur in der Mittelspannungsebene mit Anteil 80% in den länd-

lichen Netzen und 20% in den städtischen Netzen• Kraftwerke für Biogas nur in den Niederspannungsnetzen mit Anteil 80% in den länd-

lichen Netzen und 20% in den städtischen Netzen

Frage 3.3.1: Für die Aufteilung der Photovoltaik in die Spannungsebenen wird folgender Schlüssel verwendet: 82,26% im NS-Netz, 3,35% im MS-Netz, 14,39% im HS-Netz. Berechnen Sie hieraus die Anteile im Netz für die beiden Szenarien 2010 und 2025. Hinweis: verwenden Sie die Ergebnisse aus Frage 5.2.

Lösung:

Schlüssel zur Verteilung der PhotovoltaikPhotovoltaik Anteil Leistung [GW] Anteil 1/662 im Modell [MW]

2010 2025 2010 20252,5 7,9 3,8 11,9

NS-Netz 82,26% 2,06 6,5 3,1 9,8MS-Netz 3,35% 0,08 0,3 0,1 0,4HS-Netz 14,39% 0,36 1,1 0,5 1,7

Summe 100,00% 2,5 7,9 3,8 11,9

Frage 3.3.2: Die Verteilung der Photovoltaik auf die ländlichen und städtischen Netze soll nach folgen-dem Schlüssel erfolgen: 70% Land, 30% Stadt. Berechnen Sie die Anteile für die Szenarien 2010 und 2025 in den ländlichen und städtischen MS- und NS-Netzen nach diesem Schlüssel. Hinweis: Verwenden Sie statt der absoluten Werte Anteile bezogen auf die gesamte Leistung.

Lösung:

Verteilung der Photovoltaik in Prozent der gesamten EnergiePhotovoltaik Anteil Anteil an ges. Leistung [%] Anteile Stadt [%] Anteile Land [%]

2010 2025 2010 2025 2010 20253,1% 9,9% 30% 30% 70% 70%

NS-Netz 82,26% 2,6% 8,1% 0,77% 2,44% 1,80% 5,69%MS-Netz 3,35% 0,1% 0,3% 0,03% 0,10% 0,07% 0,23%HS-Netz 14,39% 0,4% 1,4%

Summe 100,00% 3,1% 9,9%

Frage 3.3.3: Die Windanlagen werden nach folgendem Schlüssel aufgeteilt: 95% Land, 5% Stadt. Von den Windparks sind 79,13% in den Mittelspannungsnetzen angesiedelt, 20,87% im Hochspan-nungsnetz. Berechnen Sie hieraus die Verteilung im Netz.


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Lösung:

Schlüssel zur Verteilung der WindanlagenWindkraft Anteil Leistung [GW] Anteil an ges. Leistung [%]

2010 2025 2010 20254,98 24,1

HS-Netz 20,87% 1,04 5,0 1,30% 6,3%MS-Netz 79,13% 3,94 19,1Anteil Land 95,00% 3,75 18,1 4,68% 22,66%Anteil Stadt 5,00% 0,20 1,0 0,25% 1,19%

Summe 100,00% 4,98 24,1

Frage 3.3.4: Für Kraftwerke mit Biomasse und Biogas-Kraftwerke wird folgender Schlüssel angenom-men: 80% Land, 20% Stadt. Berechnen Sie hieraus die Verteilung im Netz.

Lösung:

Schlüssel zur Verteilung von Biomasse und BiogasBiomasse, Biogas Anteil Leistung [GW] Anteil an ges. Leistung [%]

2010 2025 2010 2025BiomasseMS-Netz 100,00% 1,57 3,8 1,96% 4,79% Anteil Land 80,00% 1,25 3,07 1,57% 3,8% Anteil Stadt 20,00% 0,31 0,77 0,39% 1,0%BiogasNS-Netz 100,00% 2,28 3,6 2,85% 4,52% Anteil Land 80,00% 1,82 2,9 2,28% 3,6% Anteil Stadt 20,00% 0,46 0,7 0,57% 0,9%

3.4. Erneuerbare Energien im NetzmodellDie Abbildungen auf den folgenden Seiten zeigen die Erzeugerstrukturen für Netze nach den

beiden Szenarien 2010 (16% erneuerbare Energien) und 2025 (50% erneuerbare Energien).

Frage 3.4.1: Welcher Anteil der erneuerbaren Energien konzentriert sich in den Szenarien 2010 und 2025 jeweils auf die städtischen Netze? Welche Konsequenzen ergeben sich Ihrer Meinung nach für die städtischen Netze? Vergleichen Sie die anteilige Leistung der Erzeuger mit dem Leistungsbedarf der Verbrauchern dort.

Frage 3.4.2: Welcher Anteil der erneuerbaren Energien konzentriert sich in den Szenarien 2010 und 2025 jeweils auf die ländlichen Netze? Welche Konsequenzen ergeben sich Ihrer Meinung nach für die städtischen Netze? Vergleichen Sie die anteilige Leistung der Erzeuger mit dem Leistungsbedarf der Verbrauchern dort.

Frage 3.4.3: Wo findet also der überwiegende Teil der Energiewende statt? Wie viele Umspannwerke sind von der Energiewende im Modell betroffen? Welche Änderungen sind für den Lastfluss im 50% Szenario dort erforderlich?

Frage 3.4.4: Erläutern Sie den Begriff „Dezentralisierung der Netze“ im 50% Szenario. Welcher Bedarf an konventioneller Kraftwerksleistung besteht noch? Welchen Einfluss hat die zunehmend dezentrale Struktur auf die Energieversorgungsnetze?


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Erzeugerstruktur im Netz für das Szenario 2010 mit ca 16% erneuerbaren Energien


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Erzeugerstruktur im Netz für das Szenario 2025 mit ca 50% erneuerbaren Energien


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4. Implementierung des Netzmodells

4.1. Ländliche Netze

OrtsnetzNach der in Abschnitt 3 gezeigten Struktur versorgt ein Ortsnetztransformator auf dem Land

200 Haushalte mit jeweils P = 0,52 kW mittlerer Leistung, cos(φ) = 0,9. Jeweils 40 Haushalte sind über 200 m Erdkabel des Typs NAYY 4x150 angebunden. Außerdem werden Handel und Gewebe versorgt (P = 66 kW, cos(φ) = 0,9) sowie sonstige Verbraucher (P = 92 kW, cos(φ) = 0,9). Als Orts-netztransformator wird ein Typ 20/0,4 kV DOTE SGB verwendet.

Frage 4.1.1: Erstellen Sie ein Modell des ländlichen Ortsnetzes.

Frage 4.1.2: Ersetzen Sie das ländliche Ortsnetz für die Mittelspannungsebene durch eine Punktlast.

Lösung:

Ländliches Ortsnetz

Für einen Ersatzknoten liest man die Werte an der Oberspannungsseite des Ortsnetztransfor-mators ab: P = 0,2662 MW, Q = 0,1357 MVar, I = 0,09 kA.

MittelspannungsnetzIn den ländlichen Mittelspannungsnetzen finden sich 51 Ortsnetze und 66 Industrieverbraucher.

Jeder Industrieverbraucher nimmt P = 114 kW Leistung auf, cos(φ) = 0,9. Das Mittelspannungsnetz


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ist so organisiert, dass vom Umspannwerk 110 kV / 20 kV aus die Verbraucher in der Mittelspan-nungsebene in 9 Strängen über Freileitungen angeschlossen sind. Der Abstand zwischen den Anschlüssen beträgt 2 km. Mit insgesamt 51 + 66 = 117 Anschlüssen finden sich 8 Stränge mit jeweils 6 Ortsnetzen und 8 Industrieverbrauchern und somit 14 Anschlüssen. Die Länge eines Strangs beträgt maximal 28 km. Die verbleibenden Ortsnetze und Industrieverbraucher werden einem weiteren Strand zugeordnet.

Der Mittelspannungstransformator soll eine Übersetzung von 110 kV/ 20 kV und eine Leistung von S = 30 MVA haben. Der Mittelspannungstransformator muss regelbar sein. Hierzu soll ein Laststufenschalter mit 19 Stufen und einem Spannungshub von 1,25% pro Stufe eingesetzt werden. Als Freileitung wird der Typ Al/St 120/20 eingesetzt (bzw. ein passender Typ 20 kV Kabel)..

Frage 4.1.3: Entwerfen Sie das Mittelspannungsnetz. Verwenden Sie für die Ortsnetze Ersatzkonten als Punktlasten. Hinweis: Der Mittelspannungstransformator findet sich in dieser Form nicht in der globalen Bibliothek. Erstellen Sie einen eigenen Projekttypen.

Frage 4.1.4: Prüfen Sie mit Hilfe der Lastflussanalyse Ihren Entwurf auf Plausibilität. Achten Sie auf Einhaltung der Spannungen und justieren Sie ggf. die Regelung (z.B. Sollwert 20,6 kV an der Unterspannungsseite zur Spannungshaltung am Ende der Stränge).

Lösung: In der auf der folgenden Seite wiedergegebenen Struktur wurde ein Strang mit 6 Ortsnetzen und 9 Industrieverbrauchern explizit ausgeführt. Für weitere 7 Stränge wurden Punktlasten als Ersatz gewählt. Strang 9 repräsentiert die verbleibenden 3 Ortsnetze und 2 Industrieverbraucher.

Der Mittelspannungstransformator ist geregelt mit den oben angegebenen Parametern (Stufenschalter mit 19 Schaltstufen a 1,25% Spannungshub). Hierbei wurde der sollwert auf 1.03 p.u. = 20,6 kV eingestellt. Der etwas erhöhte Wert an der Sammelschiene soll den Spannungsverlust längs der Versorgungsleitungen kompensieren.


S. Rupp, 2015 TM20601.2 31/68

Ländliches Mittelspannungsnetz

4.2. Städtische Netze

OrtsnetzIm städtischen Ortsnetz ist die Anschlussdichte höher als auf dem Land. Ein Ortsnetztransfor-

mator versorgt 300 Haushalte mit jeweils 0,52 kW, cos(φ) = 0,9. Die Haushalte sind über 8 Stränge Erdkabel Typ NAYY 4x150 zu je 200 m angeschlossen. Außerdem versorgt werden Handel und Gewerbe mit 81 kW, cos(φ) = 0,9, sowie Sonstige mit 66 kW, cos(φ) = 0,9. Als Ortsnetztransformator wird ein Typ 20/0.4 kV verwendet mit einer Scheinleistung S = 630 kVA.


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Frage 4.2.1: Erstellen Sie ein Modell des städtischen Ortsnetzes mit den genannten Daten.

Frage 4.2.2: Prüfen Sie Ihr Modell mit Hilfe der Lastflussanalyse auf Plausibilität.

Lösung: Die 300 Haushalte werden in 7 Stränge zu 40 Haushalten und einen Strang zu 20 Haushalte aufgeteilt. Für Gewerbe und Sonstige werden Punktlasten verwendet.

Städtisches Ortsnetz

Mittelspannungsnetz

Die Versorgung der städtischen Ortsnetze erfolgt über das Mittelspannungsnetz, ausgehend vom Umspannwerk 110 kV / 20 kV. Im Umspannwerk wird ein Mittelspannungstransformator mit Scheinleistung S = 30 MVA eingesetzt. Wie auch im ländlichen Netz ist der Transformator geregelt mit 19 Stufen und 1,25% Spannungshub pro Stufe. Die Spannungsversorgung erfolgt über zwei Sammel-schienen redundant über 8 Stränge. Insgesamt sind 43 Ortsnetze und 69 Industrieverbraucher zu versorgen. Jeder Industrieverbraucher hat einen Leistungsbedarf von 114 kW, cos(φ) = 0,9. Wegen der höheren Besiedlungsdichte beträgt der Abstand zwischen zwei Anschlüssen 1 km. Der Anschluss erfolgt über Kabel vom Typ NA2SEY 3x240 oder ein vergleichbares Kabel.

Frage 4.2.1: Erstellen Sie mit PowerFactory ein Modell des städtischen Mittelspannungsnetzes.

Frage 4.2.2: Prüfen Sie Ihr Modell mit Hilfe der Lastflussanalyse auf Plausibilität.

Lösung: Pro Strang wurden 6 Ortsnetze und 8 Industriekunden angenommen. Die Länge eines Strangs beträgt dann 14 km. Sieben identische Stränge beinhalten dann 42 Ortsnetze und 64 Industrieverbraucher. Die verbleibenden Anschlüsse werden in Strang 8 untergebracht. Der Mittel-


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spannungstransformator wird auf einen Sollwert von 20,3 kV geregelt, um den Spannungsabfall ent-lang eines Strangs zu kompensieren. Auf redundante Sammelschienen und einen weiteren Mittel-spannungstransformator wurde in diesem Modell verzichtet. Die Versorgung erfolgt von einem Transformator aus über die maximale Kabellänge.

Städtisches Mittelspannungsnetz

4.3. Erzeuger im NetzDas Netzmodell ist nun zu ergänzen um die Erzeuger. Der Aufbau soll so erfolgen, dass die Er-

zeuger in zwei Ausbaustufen dazu geschaltet werden können. Auf diese Weise erhält man ein Szenario ohne erneuerbare Energien (Szenario 2000), eins mit 16% erneuerbaren Energien (Szenario


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2010), und eins mit 50% erneuerbaren Energien (Szenario 2025). Zunächst werden die Erzeuger in der Niederspannungsebene und der Mittelspannungsebene ergänzt. Bei der Zusammenführung der ländlichen und städtischen Netze in der Hochspannungsebene werden dann die Erzeuger dort hinzugefügt.

Basis der Berechnung sind die in Abschnitt 3 errechneten Anteile in den Spannungsebenen der ländlichen und städtischen Netze. Diese Anteile sind bezogen auf die gesamte Leistung im Netz (Bezugswert: 80 GW). Das gesamte Netz im Modell umfasst 662 Umspannwerke für städtische Netze und 2550 Umspannwerke für die städtischen Netze. Die Anteile sind in diesem Verhältnis auf die Umspannwerke zu verteilen. Ein Umspannwerk entspricht einem Mittelspannungsnetz. Die Anteile im Niederspannungsnetz sind weiter zu verteilen auf die pro Mittelspannungsnetz enthaltenen Ortsnetze. Im ländliche Netz enthält ein Umspannwerk 51 Ortsnetze, im städtischen Netz 43 Ortsnetze.

Ländliche NetzeIm den ländlichen Netzen sind folgende Erzeuger anzusiedeln:Im Niederspannungsnetz (pro Ortsnetz):Photovoltaik Szenario 2010: 1,8% => !! 42,7 kWPhotovoltaik Szenario 2025: 5,69% => ! 134.8 kW (+ 92,2 kW)Biogas Szenario 2010: 2,28% => ! ! 54 kWBiogas Szenario 2025: 3,6% => ! ! 85,3 kW (+ 31,1 kW)

Im Mittelspannungsnetz (pro Umspannwerk):Photovoltaik Szenario 2010: 0,07% => ! 84,6 kWPhotovoltaik Szenario 2025: 0,23% => ! 277,9 kW (+193,4 kW)Windkraft Szenario 2010: 4,68% => ! ! 5655,6 kWWindkraft Szenario 2025: 22,66% =>! ! 27311 kW (+21655,6 kW)Biomasse Szenario 2010: 1,57% =>! ! 1897 kWBiomasse Szenario 2025: 3,8% =>! ! 4592 kW (+2694,9 kW)

Städtische NetzeIm den städtischen Netzen sind folgende Erzeuger anzusiedeln:Im Niederspannungsnetz (pro Ortsnetz): Photovoltaik Szenario 2010: 0,77% =>! 5,6 kWPhotovoltaik Szenario 2025: 2,44% =>! 17,8 kW (+ 12,2 kW)Biogas Szenario 2010: 0,57% =>! ! 4,2 kWBiogas Szenario 2025: 0,9% =>! ! 6,6 kW (+ 2,4 kW)

Im Mittelspannungsnetz (pro Umspannwerk):Photovoltaik Szenario 2010: 0,03% =>! 9,4 kWPhotovoltaik Szenario 2025: 0,10% =>! 31,4 kW (+22 kW)Windkraft Szenario 2010: 0,25% =>! ! 78,4 kWWindkraft Szenario 2025: 1,19% =>! ! 373 kW (+294,9 kW)Biomasse Szenario 2010: 0,39% =>! ! 122,4 kWBiomasse Szenario 2025: 1,00% =>! ! 313,7 kW (+191,4 kW)

HochspannungsnetzBei der Zusammenführung der Netze ist auf der Hochspannungsebene zu berücksichtigen:


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Photovoltaik HS Szenario 2010: 0,4% =>! 320 MW =>! ! 0,4834 MWPhotovoltaik HS Szenario 2025: 1,4% =>! 1120 MW =>! 1,6918 MW (+1.2085 MW)Windkraft HS Szenario 2010: 1,3% =>! 1040 MW =>! 1,571 MWWindkraft HS Szenario 2025: 6,3% =>! 5040 MW =>! 7,6133 MW (+6,043 MW)Industrieverbraucher im HS: 15,6% => ! 12,48 GW => ! 18,85 MW

Die Werte jeweils am Ende der Zeile entsprechen einem Anteil von 662 der Erzeuger an der Hochspannung. Das summarische Modell verwendet 1/662 des gesamten Netzes als Basis, entspre-chend dem Anteil eines ländlichen Mittelspannungsnetzes. Daher werden die Verbraucher und Erzeuger auf diese Bezugsgröße umgerechnet. Damit die städtischen Netze im passenden Verhältnis ergänzt werden können, berechnet man den Faktor 2550/662 = 3,85. Pro ländlichem Netz werden im summarischen Modell 3,85 Stadtnetze ergänzt.

Erzeuger in den ländlichen NetzenFolgende Abbildung zeigt das ländliche Ortsnetz mit den Erzeugern. In diesem Szenario sind

alle Erzeuger aktiv (Szenario 2025), das ländliche Netz erzeugt einen grossen Teil seiner Leistung selbst. Für das Szenario 2010 wären die mit „2025“ markierten Erzeuger außer Betrieb zu nehmen. Nimmt man alle Erzeuger außer Betrieb, hat man die ursprüngliche Verbraucherstruktur.

Ländliches Ortsnetz mit Erzeugern

Im ländliches Mittelspannungsnetz wurden zur Vereinfachung der Struktur die Ersatzknoten für die Stränge 2 bis 9 zu einem Ersatzknoten zusammengefasst. Das ist ohne Einschränkungen möglich, da hier sowieso Punktlasten verwendet wurden. Die Photovoltaik kann auf den verbliebenen Strang 1 verteilt werden. Wind und Biomasse sind von der Leistung so hoch, dass hierfür eigene Anschlüsse im Umspannwerk geschaffen werden müssen. Dies wurde wie in der folgenden Abbildung gezeigt umgesetzt. Als Leitungslängen wurden jeweils 10 km angenommen. Wie bereits im Niederspan-nungsnetz realisiert, geht das Szenario 2025 aus dem Szenario 2010 durch zuschalten der mit „+ 2025“ gekennzeichneten Anlagen hervor.


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Hinweis: Wenn Sie bei der Lastflussanalyse mit PowerFactory an die Grenzen Ihrer Lizenz bzgl. der Netzknoten kommen, deaktivieren Sie die nicht benötigten Netze. Zum Analysieren des ländlichen Mittelspannungsnetzen beispielsweise benötigen Sie die Niederspannungsnetze nicht (ländliches Niederspannungsnetz, städtisches Niederspannungsnetz).

Ländliches Mittelspannungsnetz mit Erzeugern 2010 und 2025


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Erzeuger in den städtischen NetzenIm städtisches Ortsnetz sind die Ausbaumöglichkeiten für erneuerbare Energien begrenzt.

Wegen der großen Zahl städtischer Netze verteilen sich diese auch wesentlich weiter. Folgende Abbildung zeigt den Ausbau des städtischen Ortsnetzes mit Photovoltaik und Biogas. Die Logik folgte der der ländlichen Netze. Die Erzeuger lassen sich wiederum für die Szenarien 2010 und 2025 in Betrieb nehmen. Ohne Erzeuger ist das Ortsnetz identisch mit der reinen Verbraucherstruktur.

Erzeuger im städtischen Ortsnetz

Der Ausbau erneuerbarer Energien in den städtischen Mittelspannungsnetzen ist im Vergleich zu den ländlichen Netzen sehr gering. Die ohnehin geringere Leistung verteilt sich hier auch auf deutlich mehr Mittelspannungsnetze. Folgende Abbildung zeigt den Ausbau der städtischen Mittel-spannunsgnetze für die Szenarien 2010 und 2025. Die Struktur folgt den ländlichen Mittelspannungs-netzen.


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Städtisches Mittelspannungsnetz mit Erzeugern 2010 und 2025

4.4. Summarisches NetzmodellIn der Hochspannungsebene werden die ländlichen und städtischen Mittelspannungsnetze

zusammengeführt. Hierbei repräsentiert ein Netzausschnitt genau 1 ländliches Netz, entsprechend einem Anteil von 1/662 des gesamten Netzes. Ohne dezentrale Erzeuger sollte die benötigte Leistung dieses Ausschnitts somit 80GW/662 = 120 MW betragen.


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Die Anteile der Stadtnetze (insgesamt 2550) sind auf die Bezugsgröße 1/662 umzurechnen, ebenso die Anteile der Industrieverbraucher (Großindustrie) und der großen Erzeuger an der Hoch-spannungsebene. Anstelle der verbleibenden 2,85 Stadtnetze wird ein Ersatzknoten verwendet (bzw. Etwas komfortabler Ersatzknoten für die Szenarien 2000, 2010 und 2025). Folgende Abbildung zeigt das Hochspannungsnetz.

Repräsentativer Anteil des Hochspannungsnetzes mit Erzeugern und Verbrauchern.

Der in der Abbildung gezeigte Lastfluss repräsentiert nur die Verbraucher. Alle Erzeuger im ländlichen Netz, im städtischen Netz, sowie in der Hochspannungsebene wurden außer Betrieb. Die insgesamt benötigte Leistung beträgt ca 120 MW, entsprechend dem 1/662 Anteil der Gesamtleistung von 80 GW. Der größte Teil der Leistung wird in den städtischen Netzen konsumiert. Der jeweilige Anteil der Verbrauchergruppen findet sich in der untergeordneten Mittelspannungsebene.

Der Anteil eines ländlichen Netzes entspricht etwa dem eines städtischen Netzes, allerdings verteilen sich dort die Verbraucher auf eine wesentlich größere Fläche. Durch Inbetriebnahme der Erzeuger lassen sich die Szenarien 2010 (mit ca. 16% EE) und 2025 (mit ca 50% EE) aktivieren. Die Anteile der städtischen Ersatzknotens (2,85x Stadt) in der Hochspannungsebene muss hierbei in der vorliegenden Implementierung manuell angepasst werden (die Werte für P und Q aus dem städti-schen Mittelspannungsnetz sind mit dem angegebenen Faktor zu beaufschlagen und als Last zu übernehmen). Andere Varianten lassen sich durch Modifikation des Modells realisieren.

Die Abbildung auf der folgenden Seite gibt noch einmal die Struktur des Netzmodells wieder. Insgesamt repräsentiert das Modell ein ländliches, und 3,85 städtische Netze. Die Netze sind bis zur Ebene der Ortsnetze untergliedert. Hierbei sind alle Ortsnetze im städtischen Bereich identisch, ebenso alle Ortsnetze im ländlichen Bereich. Um die Anzahl der Knoten zu reduzieren, wurde jeweils nur ein Ortsnetz in der Niederspannungsebene implementiert. In die Mittelspannungsebene wurde eine Ersatzlast übernommen.


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110#kV

#

20#kV#

20#kV#

20#kV#

20#kV#

20#kV#

Ortsnetz#

Indu

strie

#1x#Lan

d#

1x#Stadt#

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0,4#kV

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teil#1/662#des#

gesamten#Ne

tzes#

Aufbau des repräsentativen Netzmodells


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5. Lastflüsse im Netzmodell

5.1. Ohne erneuerbare EnergienStellt man den Bedarf an Wirkleistung und Blindleistung bezogen auf große Verbraucher,

ländliche Netze und städtische Netze in vereinfachter Weise dar, so ergibt sich folgendes Bild. Hierbei bezeichnen rote Pfeile die Wirkleistung, blaue Pfeile die Blindleistung. Die Richtung der Pfeile gibt den Lastfluss wieder.

Lastfluss im traditionellen Netz ohne erneuerbare Energiequellen

In diesem Fall wird 100% der benötigten Wirkleistung und Blindleistung von den Kraftwerken im Netz erzeugt. Im Netzmodell entspricht dieser Anteil 1/662 der Gesamtleistung von 80 GW und somit einem Wert von ca 120 MW. Diese Leistung wird konsumiert von der am Hochspannungsnetz unmittelbar angeschlossenen Großindustrie, von den ländlichen Netzes, sowie von den Verbrauchern in den städtischen Netzen.

Dieser Lastfluss ist eine unmittelbare Konsequenz der Struktur des Netzes. Da der überwie-gende Anteil der Verbraucher in den städtischen Netzen angesiedelt ist, wird dort auch der überwiegende Anteil der Leistung benötigt. Im Detail lassen sich die Lastflüsse in den städtischen und ländlichen Mittelspannungsnetzen bzw. Ortsnetzen weiter verfolgen. An dieser Stelle interessieren nur die summarischen Lastflüsse und die Änderungen durch die zunehmende Anzahl erneuerbarer Energiequellen.

5.2. Lastfluss und Blindleistungsbedarf mit 16% EEFolgende Abbildung zeigt die Lastflüsse auf der Hochspannungsebene im Netzmodell für das

Szenario 2010. Man erkennt, dass vom externen Netz nur noch ca. 101 MW Wirkleistung bezogen werden gegenüber dem ursprünglichen Bedarf von ca. 120 MW. Das entspricht einem Anteil von ca 84%. Auch der Ort der Erzeuger lässt sich leicht finden: Neben den direkt an der Hochspannungs-ebene angesiedelten Erzeugern befinden sich diese vorwiegend in den ländlichen Netzen. Hier ist der Wirkleistungsbedarf deutlich gesunken.


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Lastfluss im Szenario 2010

Stellt man wiederum den Bedarf an Wirkleistung und Blindleistung bezogen auf große Verbraucher, ländliche Netze, städtische Netze, sowie große Erzeuger in vereinfachter Weise dar, so ergibt sich folgendes Bild.

Summarischer Lastfluss im Szenario 2010

Auch In diesem Szenario wird der überwiegende Teil der Energie (84%) durch die Kraftwerke im Netz bereit gestellt. Gegenüber dem Szenario ohne erneuerbare Energien ist der Blindleistungsbedarf insgesamt auf 108% gestiegen. Grund hierfür ist der Blindleistungsbedarf der erneuerbaren Erzeuger.

Unverändert ist der Bedarf der Verbraucher aus der Großindustrie. Auch die städtischen Netze zeigen keine wesentlichen Veränderungen: hier ist der Anteil erneuerbarer Energien gering. In den ländlichen Netzen zeigt sich die größe Veränderung: Hier ist der Bedarf an externer Wirkleistung deutlich gesunken. Da sich in die ländlichen Netzen der überwiegende Anteil der erneuerbaren


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Energiequellen findet und die ländlichen Netze nur etwa 1/5 der Verbraucher repräsentieren (siehe Szenario aus Abschnitt 5.1), ist dieser Effekt nicht weiter verwunderlich.

Bemerkenswert ist allerdings der deutlich gestiegene Blindleistungsbedarf in den ländlichen Netzen, ebenfalls bedingt durch die dort angesiedelten Erzeuger. Gegenüber dem Szenario ohne Erzeuger hat sich der Blindleistungsbedarf etwa verdoppelt, während der Bedarf an Wirkleistung etwa halbiert hat. Die zusätzlich benötigte Wirkleistung wird von den Kraftwerken bereit gestellt. Wegen der gleichzeitig gesunkenen Wirkleistung verschiebt sich hierdurch der Arbeitspunkt der Synchron-generatoren in den verbliebenen Kraftwerken im Netz.

Weniger schön ist der nötige Transport der Blindleistung über weitere Stecken im Netz zu den ländlichen Erzeugern. Insgesamt sind die Verhältnisse gegenüber dem rein verbrauchsbasierten Szenario jedoch nicht wesentlich. In der Realität wurde im deutschen Netz durch den Zuwachs an er-neuerbaren Erzeugern das sukzessive Abschalten der Kernkraftwerke möglich.

5.3. Lastfluss und Blindleistungsbedarf mit 50% EEFolgende Abbildung zeigt die Lastflüsse auf der Hochspannungsebene im Netzmodell für das

Szenario 2025. Man erkennt, dass vom externen Netz nur noch ca. 56 MW Wirkleistung bezogen werden gegenüber dem ursprünglichen Bedarf von ca. 120 MW. Das entspricht einem Anteil von ca 47%. Gemäß der Vorgabe wurden über 50% der Energie durch erneuerbare Quellen bereit gestellt.

Während sich in den städtischen Netzen kein großer Unterschied findet, haben sich die Verhältnisse in den ländlichen Netzen nur sehr geändert. Hier hat sich der Lastfluss mehr als umgekehrt: Die ländlichen Netze speisen nun mehr Wirkleistung ein, als sie ursprünglich bezogen haben. Stellt man den Bedarf an Wirkleistung und Blindleistung bezogen auf große Verbraucher, ländliche Netze, städtische Netze, sowie große Erzeuger wiederum in vereinfachter Weise dar, so ergibt sich folgendes Bild.

In dieser Darstellung ist die Änderung in den ländlichen Netzen deutlich sichtbar: Die ländlichen Netze treten nun als Erzeuger auf und stellen ca 20% der benötigten Leistung bereit. Diese Zahl gilt allerdings nach Abzug des eigenen Verbrauchs in den ländlichen Netzen. Rechnet man den eigenen Verbrauch dazu (siehe Abschnitt 5.1), erzeugen die ländlichen Netze knapp 40% der insgesamt


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benötigten Leistung. Weitere 10% werden von den großen Erzeugern in der Hochspannungsebene sowie von den Erzeugern in den städtischen Netzen bereit gestellt. Auf diese Weise verbleiben für die Kraftwerke im Netz noch die restlichen 50% der benötigten Leistung.

Summarischer Lastfluss im Szenario 2025

Während die summarische Wirkleistungsbilanz den Erwartungen entspricht, mag man sich über den insgesamt auf 162% des Szenarios ohne erneuerbare Erzeuger gestiegene Bedarf an Blindleis-tung wundern. Grund ist die wiederum die dezentrale Versorgung durch erneuerbare Erzeuger. Die zusätzliche Blindleistung wird zur Spannungshaltung im Netz benötigt. An den ländlichen Netzen ist dieser Effekt ganz deutlich zu erkennen: Der Blindleistungsbedarf ist von ursprünglich weniger als 10% auf über 60% gestiegen. Die ländlichen Netze konsumieren annähernd so viel Blindleistung, wie sie Wirkleistung abgeben.

Frage 5.3.1: Welche Konsequenzen hat der hohe Blindleistungsbedarf in den ländlichen Netzen?

Lösung: Die Blindleistung muss nach den heute gültigen Regeln zentral erzeugt und über weite Strecken zu den erneuerbaren Erzeugern transportiert werden. Der Transport belastet die Betriebs-mittel und ist nicht verlustfrei.

Frage 5.3.2: Welche Alternativen gäbe es zur zentralen Erzeugung und zum Transport der Blind-leistung durch das Netz?

Frage 5.3.3: Welche Konsequenzen hat die nunmehr auf 50% gesunkene Bedarf an Wirkleistung für die Kraftwerke im Netz? Halten Sie es für technisch bzw. für wirtschaftlich sinnvoll, alle Kraft-werke weiterhin als Reserve im Netz zu halten?

Frage 5.3.4: Welche Konsequenzen hat der erhöhte Wirkleistungsbedarf für den Betrieb der Syn-chrongeneratoren in den verbliebenen Kraftwerken im Netz? Halten Sie einen Arbeitspunkt mit Lieferung einer annähernd gleich hoher Blindleistung wie Wirkleistung für einen Synchron-generator für technisch machbar und sinnvoll? Welche Lösung wäre wirtschaftlich sinnvoll?

5.4. Ländliche NetzeIn den ländlichen Ortsnetzen sinkt der Wirkleistungsbedarf durch den zunehmenden Anteil an

Photovoltaik und Biogas. Folgende Abbildung zeigt das Szenario 2010: Der Wirkleistungsbedarf


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beträgt nur noch 63% des rein verbraucherbasierten Szenarios. Allerdings hat sich der Blindleis-tungsbedarf auf insgesamt 133% erhöht. Das Netz benötigt ebenso viel Wirkleistung wie Blindleistung.

Ländliches Ortsnetz 2010

Im Szenario 2025 (50% EE) ist dieser Effekt noch ausgeprägter, wie folgende Abbildung zeigt. Die benötigte Wirkleistung ist auf 17% der ursprünglich benötigten Leistung gesunken. D.h. 83% der i Ortsnetz benötigten Energie wird lokal erzeugt. Jedoch wird gegenüber dem ursprünglichen Zustand fast die doppelte Menge an Blindleistung benötigt: Dieser Anteil erhöht sich auf 178%. In den städtischen Ortsnetzen sind die Effekte wegen des geringen Anteils erneuerbarer Erzeuger ver-gleichsweise marginal: Auch im Szenario 2025 verschieben sich dort Wirkleistung und Blindleistung um weniger als -10% bzw. + 10%.


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Ländliches Ortsnetz 2025

Folgende Abbildung zeigt eine Ausschnitt aus dem ländlichen Mittelspannungsnetz im Szenario 2010. Pro Strang wird jetzt noch eine Wirkleistung von P = 1,8 MW konsumiert. Durch die großen Erzeuger Wind und Biomasse ist der Bedarf des ländlichen Mittelspannungsnetzes auf insgesamt P = 8,2 MW auf weniger als die Hälfte des ursprünglichen Bedarfs gesunken. Allerdings ist der Blind-leistungsbedarf mit Q = 7,6 MVar vergleichbar hoch.

Ländliches Mittelspannungsnetz 2010

Folgende Abbildung zeigt einen Ausschnitt aus dem ländlichen Mittelspannungsnetz im Szenario 2025. Während die einzelnen Stränge in der Leistungsbilanz immer noch als Verbraucher funktionieren, also Wirkleistung beziehen, hat sich durch die großen Erzeuger in der Mittelspannungs-ebene der Lastfluss insgesamt umgekehrt. Auch der Mittelspannungstransformator ist nun überlastet. In den ländlichen Umspannwerken sind auch abgesehen von den Transformatoren Umbaumaß-nahmen erforderlich: Die Schutzvorrichtungen sind für Lastflüsse in umgekehrter Richtung falsch gepolt. Im repräsentativen Modell wären hiervon insgesamt 662 Umspannwerke betroffen.


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Ländliches Mittelspannungsnetz 2025


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6. Leistungsregelung im Netzmodell

6.1. Statik der Regelung...

6.2. Dynamik der Regelung...

6.3. Extra Schwungmasse...

6.4. Inseln im Netz...


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7. Seminararbeit

7.1. Wohnanlage mit eigener ErzeugungEs soll eine neue Wohnsiedlung gebaut werden mit insgesamt 80 Wohneinheiten. Jede Wohn-

einheit hat 120 m2 Wohnfläche, einen jährlichen Bedarf von 3000 kWh elektrischer Energie und einen jährlichen Bedarf von 6500 kWh Wärmeenergie zum Heizen. Die Wohnanlage soll über einen eigenen Ortsnetztransformator ist an das öffentliche Stromnetz angebunden werden. Außerdem soll die Wohnanlage einen Teil ihrer Energie mit Hilfe eines Blockheizkraftwerkes erzeugen, sowie mit Hilfe von Photovoltaik-Anlagen.

Das Blockheizkraftwerk hat eine Leistung von 50 kW elektrisch plus 80 kW thermisch und soll wärmegeführt betrieben werden. Das Blockheizkraftwerk soll 4000 Betriebsstunden im Jahr erreichen und wird überwiegend im Winter betrieben. Jede Wohneinheit besitzt eine eigene Photovoltaik-Anlage (PV-Anlage) mit 2 kW Spitzenleistung. Pro Jahr schätzt man 950 Betriebsstunden der PV-Anlage mit überwiegendem Anteil im Sommer.

Der vom Blockheizkraftwerk nicht abgedeckte Teil der Wärme-energie wird aus anderen Energiequellen bezogen (Fernwärme bzw. eigene Heizungen). Das Blockheizkraftwerk und die PV-Anlagen sollen dem Eigenbedarf dienen. Hierdurch nicht abgedeckte Teil der elektrischen Energie wird aus dem öffentlichen Stromnetz bezogen. Überschüssige elektrische Energie wird ins öffentliche Netz eingespeist.

Das Blockheizkraftwerk soll zusammen mit dem Ortsnetztransformator in einer Energiezentrale untergebracht werden. Die Wohneinheiten sind in drei Strassenzüge aufgeteilt. Jeweils 2 Strassen-züge versorgen 30 Wohneinheiten über 200 m Erdkabel. Die verbleibenden 20 Wohneinheiten versorgt ein Strassenzug über 300 m Erdkabel. Pro Wohneinheit rechnet man in der Hauptbetriebs-stunde mit einem Leistungsbedarf (mittlerem Anschlusswert) von 3,4 kW. Die PV-Anlagen verteilen sich auf die Wohneinheiten.

Frage 7.1.1: Jahresbedarf. Welchen Anteil der jährlich benötigen Wärmeenergie kann das Blockheizkraftwerk decken? Welchen Anteil der jährlichen elektrischen Energie deckt das Blockheizkraftwerk? Welchen Anteil der jährlichen elektrischen Energie decken die PV-Anlagen?

Frage 7.1.2: Verbraucherstruktur. Summieren Sie den Bedarf an elektrischer Energie pro Strassenzug. Verwenden Sie hierzu die Werte in der Hauptbetriebsstunde. Skizzieren Sie die Struktur der Wohnanlage mit Energiezentrale und den 3 Strassenzügen. Planen Sie das Netz mit Hilfe des Planungswerkzeugs und analysieren Sie den Lastfluss. Hinweis: Fassen Sie zur Vereinfachung die Verbraucher eines Strassenzuges an einer Punktlast am Ende des Kabels zusammen, mit der gesamten Leistung der Wohneinheiten und cosφ = 0,9 induktiv. Ergänzen Sie den Ortsnetz-transformator und die Anbindung an das Netz. In diesem Szenario werden zunächst nur die Verbraucher betrachtet, d.h. die benötigte elektrische Leistung wird vollständig aus dem öffentlichen Netz bezogen.

Frage 7.1.3: Ergänzen Sie die Erzeuger (Blockheizkraftwerk und PV-Anlagen) im Netzmodell. Untersuchen Sie den Einfluss des cosφ der PV-Anlagen auf die Spannung am Anfang und am Ende der Kabel. Hinweis: Nach der VDE Anwendungsregel VDE-AR-N 4105 wird empfohlen, dass durch Erzeugungsanlagen im Niederspannungsnetz die Netzspannung um nicht mehr als ΔU = 3% gegenüber dem Betrieb ohne Erzeugungsanlagen überschritten werden darf (siehe Abschnitt 3.1 in Teil 1 des Manuskriptes TM60601.1).


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Verbraucherstruktur der Wohnanlage


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Wohnanlage mit Erzeugern


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Frage 4.1.4: Untersuchen Sie die Lastflüsse und Spannungshaltung für folgende Szenarien: Szenario 1: Wintertag mit Unterstützung des BHKW, jedoch ohne Sonne (Starklast), sowie Szenario 2: Winternacht (BHKW, Schwachlast). Dokumentieren Sie Ihre Ergebnisse inkl. der Betriebszu-stände der PV-Anlagen (cos φ).

Frage 4.1.5: Untersuchen Sie die Lastflüsse und Spannungshaltung für folgende Szenarien: Szenario 3: Sommertag mit voller PV-Leistung, volles Last, jedoch ohne BHKW. Szenario 4: Ferientag im Sommer (volle PV-Leistung, Schwachlast, kein BHKW). Dokumentieren Sie Ihre Ergebnisse inkl. der Betriebszustände der PV-Anlagen (cos φ).

Frage 4.1.6: Regelbarer Ortsnetztransformator. Untersuchen Sie die Einsatzmöglichkeiten eines Last-stufenschalters on Ortsnetztransformator (lässt sich im Modell aktivieren). Wäre ein Regelalgo-rithmus vorteilhaft, der Messwerte aus den Strassenzügen verwendet? Dokumentieren Sie Ihre Ergebnisse-

7.2. Freies ThemaAls zweiten Teil Ihrer Seminararbeit wählen Sie bitte ein freies Thema. Inhalt sollte die Planung

und Analyse einer Anlage bzw. eines Netzes mit Hilfe des Planungswerkzeugs (Power Factory) sein. Der Ablauf kann dem Thema aus Abschnitt 7.1 folgen, bzw. Ihren eigenen Vorstellungen.

Das Beispiel aus 7.1 (Wohnanlage) könnte folgendermaßen weiter ausgestaltet werden:• Untersuchung der zeitlichen Auslastung über den Tagesverlauf und Jahresverlauf: Hierzu

lassen sich die Standardprofile des BDEW verwenden (finden sich im Web). Standardprofile gibt es für Haushalte, verschiedene Arten von Gewerbebetrieben und landwirtschaftliche Betriebe. Die Profile lassen sich über den Jahresverlauf erweitern (dynamisieren), so dass die Auslastung z.B. Im stündlichen Raster über das Jahr gegeben ist. Für die Erzeuger lassen sich ebenfalls Profile im Jahresverlauf erstellen. Die Untersuchung kann bzgl. des Lastflusses markante Betriebsarten zum Ziel haben.

• Wirtschaftliche Betrachtungen: Welcher Anteil an Energie lässt sich im Jahresverlauf in die öffentliche Netze einspeisen? Welche Einkünfte lassen sich hieraus erzielen? Wann wäre eigener Verbrauch günstiger als Einspeisung ins Netz? Welche Erweiterungen der Anlage wären aus wirtschaftlichen Gründen sinnvoll?

• Betrachtung der regulatorische Rahmenbedingungen: Der Betrieb elektrischer Anlagen und Heizungsanlagen ist durch eine Reihe gesetzlicher und regulatorischer Vorgaben geregelt, die über die Anschlussrichtlinie VDE-AR-N 4105 hinausgehen. Hierzu gehören das Energiewirt-schaftsgesetz (EnWG), das Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz (EEWärmeG), das Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG), das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), die Messsystemverordnung (MsysV), sowie die Mittelspannungsrichtlinie des BDEW (Richtlinie Erzeugungsanlagen am MS-Netz). Wenn Sie Interesse am regulatorischen Umfeld haben, analysieren Sie dieses bitte mit Blick auf die Konsequen-zen für den Betrieb der Anlagen im Wohngebiet.

• Erweiterungen der Wohnanlage: Erweitern Sie die Wohnanlage z.B. um einen ländlichen Betrieb, eine Anlage zur Winderzeugung, bzw. um eine Biogasanlage. Untersuchen Sie die Auswirkungen auf das Netz.

Abgesehen von der Wohnanlage aus 7.1 können Sie natürlich auch ein völlig freies eigenes Thema wählen. Ziel wäre der Einsatz des Planungswerkzeugs.

Bitte sprechen Sie Ihr Thema mit dem Dozenten der Vorlesung ab. Dokumentieren Sie Ihr Thema, Ihr Vorgehen und die Ergebnisse in einem Bericht.


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8. Klausuraufgaben

8.1. ......

8.2. ......


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Englisch - Deutsch

Active power! ! Wirkleistung

Apparent power! ! Scheinleistung

Capacitor! ! Kapazität

Circuit breaker! ! Leistungsschalter

Line voltage! ! Leiter-zu-Leiter Spannung (Effektivwert)

Inductor! ! Induktivität

Nominal power! ! Nennleistung

Nominal voltage! Nennspannung

Peak value! ! Spitzenwert

Phase voltage! ! Leiter-zu-Nullleiter Spannung (Effektivwert)

Reactive power!! Blindleistung

Resistor! ! Widerstand

Transformer! ! Transformator

Transmission! ! Übertragung

Voltage source ! ! Spannungsquelle

Winding ! ! Wicklung

...

...


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Abkürzungen

AC ! ! Alternating Current, Wechselstrom

DC! ! Direct Current, Gleichstrom

T = 1/f! ! Schwingungsdauer, Periodendauer [s]f = 1/T! ! Frequenz, Anzahl der Schwingungen pro Zeiteinheit [1/s]ω = 2πf = 2π/T! Kreisfrequenz, Winkelgeschwindigkeit der Kreisbewegung [1/s]

E! ! Energie [Joule, J, N m, W s, kg m2/ s2]! ! potentielle Energie Ep = 1/2 k y2,! ! kinetische Energie, Translation Ek = 1/2 m v2, ! ! kinetische Energie, Rotation Er = 1/2 J ω2,! ! Energie elektrisches Feld EC = 1/2 CU2, ! ! Energie magnetisches Feld EL = 1/2 LI2

RMS! ! Root mean square (Effektivwert)

Z! ! komplexer Widerstand (Impedanz, impedance)

! R! Wirkwiderstand (resistance)

! X! Blindwiderstand (Reaktanz, reactance)

Y! ! komplexer Leitwert (Admittanz, admittance)

! G! Wirkleitwert (conductance)

! B ! Blindleitwert (susceptance)

S! ! Scheinleistung (apparent power, in VA = Volt Ampere)

! P! Wirkleistung (power, in Watt)

! Q! Blindleistung (reactive power, in Var = Volt ampere reactive)

A! ! Ampere

deg! ! degrees (Phasenwinkel in Grad)

kV! ! Kilo Volt (1000V)

kVA! ! Kilo Volt Ampere (Scheinleistung S, zur Unterscheidung von kW = Wirkleistung))

kVar! ! Kilo Volt Ampere reactive (Blindleistung, Q)

MS ! ! Mittelspannung

NS ! ! Niederspannung

ONT ! ! Ortsnetztransformator

p.u.! ! per unit (auf Nennwert und physikalische Einheit normierte Größe)

PV ! ! Photovoltaik

W! ! Watt (Wirkleistung, P)


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Literatur(1) Klaus Heuck, Klaus-Dieter Dettmann, Detlef Schulz: Elektrische Energieversorgung: Erzeu-

gung, Übertragung und Verteilung elektrischer Energie für Studium und Praxis, Vieweg+Teubner Verlag, 8. Auflage, 2010, ISBN 978-3834807366

(2) Volker Quaschning: Regenerative Energiesysteme: Technologie - Berechnung – Simulation, Carl Hanser Verlag, 7. Auflage, 2011, ISBN 978-3446427327

(3) Gerhard Reich, Marcus Reppich: Regenerative Energietechnik, 2. Auflage,Springer Vieweg 2013, ISBN 978-3-8348-0981

(4) M. Kaltschmitt, A. Wiese, W. Streicher : Erneuerbare Energien-Systemtechnik, Wirtschaftlich-keit, Umweltaspekte, Springer Vieweg, 5. Auflage, 2013, ISBN 978-3642032486

(5) Schlussbericht BMU - FKZ 03MAP146: Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland bei Beru ̈cksichtigung der Entwicklung in Europa und global, 2012, im Web publiziert

(6) BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V: BDEW-Roadmap - Realistische Schritte zur Umsetzung von Smart Grids in Deutschland, 2013, im Web publiziert

(7) Lars Marz, Leistungsregelung von dezentralen Energieversorgungsnetzen, Masterarbeit im Studiengang Elektrotechnik, Fachhochschule Kaiserslautern, April 2014

(8) Michael Dick, Einsatz von Speichern mit rotierenden Massen zur Primärregelung im Netz, Bachelorarbeit im Studiengang Elektrotechnik, Fachhochschule Kaiserslautern, August 2015


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Anhang A - Anlagengrößen im Netzmodell

Ländliche NetzeBetriebsmittel in den Niederspannungsnetzen

Topologie des Niederspannungsnetzes (Ortsnetz)• 5 Stränge mit 40 Haushalten pro Strang, jeweils 200 m Kabel• Handel/Gewerbe und Sonstige als Punktlasten• Leistung pro Ortsnetz: P = 262 kW plus Q = 77 kVar (S = 273 kVA)• Zusätzlich Einfluss der Leitungen (Kabel) im Ortsnetz


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Betriebsmittel im ländlichen Mittelspannungsnetz

Verbraucher im ländlichen Mittelspannungsnetz• Industrieabnehmer: Last P = 114 kW und cos(φ)= 0,9• Siehe Topologie des ländlichen Niederspannungsnetzes (vorige Seite)

Topologie des ländlichen Mittelspannungsnetzes• 9 Stränge pro Sammelschiene• 13 Abnehmer pro Strang (Ortsnetze bzw. Industrieverbraucher)• 2 bis 5 km Freileitung zwischen den Teilnehmern• Ca 26 km Leitungslänge pro Strang• 51 Ortsnetze insgesamt: P = 13600 kW plus Q = 3900 kVar (S = 14000 kVA)• 66 Industrieverbraucher insgesamt: P = 7520 kW plus Q = 2110 kVar (S = 7800 kVA)• Leistung pro Umspannwerk (Mittelspannungstransformator) insgesamt: P = 20890 kW

plus Q = 6010 kVar (S = 21700 kVA)• Zusätzlich Einfluss der Leitungen im Mittelspannungsnetz und Niederspannungsnetz auf

Wirkleistung und Blindleistungen


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Städtische Netze

Betriebsmittel in den Niederspannungsnetzen

Topologie des Niederspannungsnetzes (Ortsnetz)• 8 Stränge mit ca 40 Haushalten pro Strang, jeweils 200 m Kabel• Insgesamt 300 Haushalte• Handel/Gewerbe und Sonstige als Punktlasten• Leistung pro Ortsnetz: P = 303 kW plus Q = 71 kVar (S = 311 kVA)• Zusätzlich Einfluss der Leitungen (Kabel) im Ortsnetz


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Betriebsmittel im städtischen Mittelspannungsnetz

Verbraucher im städtischen Mittelspannungsnetz• Industrieabnehmer: Last P = 114 kW und cos(φ)= 0,9• Siehe Topologie des städtischen Niederspannungsnetzes (vorige Seite)

Topologie des städtischen Mittelspannungsnetzes• Versorgung über 2 Sammelschienen in der Mittelspannung• 8 Stränge pro Sammelschiene• 12 Abnehmer pro Strang (Ortsnetze bzw. Industrieverbraucher)• 1 km Kabel zwischen den Teilnehmern• Maximal 13 km zwischen den Sammelschienen in der Mittelspannung• 43 Ortsnetze insgesamt: P = 13100 kW plus Q = 3060 kVar (S = 13400 kVA)• 69 Industrieverbraucher insgesamt: P = 6730 kW plus Q = 2320 kVar (S = 7110 kVA)• Leistung pro Umspannwerk (Mittelspannungstransformator) insgesamt: P = 19800 kW

plus Q = 5380 kVar (S = 20500 kVA)• Zusätzlich Einfluss der Kabel im Mittelspannungsnetz und Niederspannungsnetz auf

Wirkleistung und Blindleistungen


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Hochspannungsnetz (110 kV)

Verbraucher im Hochspannungsnetz

Zu den Verbrauchern zählen• UW Land: Mittelspannungstransformatoren in den ländlichen Netzen• UW Stadt: Mittelspannungstransformatoren in den städtischen Netzen• Industrieverbraucher mit HS Anschluss

Die Anzahl der Umspannwerke ergibt sich aus folgender Berechnung:• Gesamtleistung in der Hauptbetriebsstunde: 80 GW• Anteil der Industrieverbraucher an der HS von 15,6% = 12,5 GW• Leistung abzüglich der Industrieverbraucher an der HS: 67,5 GW

• Leistung eines Mittelspannungstransformators: 21 MW (ausgelegt auf 30 MVA)• Anzahl der Mittelspannungstransformatoren insgesamt: 67,5 GW / 21 MW = 3212

• Anteil der Leistung in den städtischen Mittelspannungsnetzen: 79,4%• Somit Anzahl der städtischen Mittelspannungstransformatoren: ca. 662• Der Anteil der Leistung ergibt sich aus der Verteilung der Haushalte (83%), Handel und

Gewerbe (80%), sowie Sonstigen (70%) durch Gewichtung mit deren Leistungsbedarf.

• Anteil der Leistung in den ländlichen Mittelspannungsnetzen: 20,6%• Somit Anzahl der städtischen Mittelspannungstransformatoren: 2550• Der Anteil der Leistung ergibt sich aus der Verteilung der Haushalte (17%), Handel und

Gewerbe (20%), sowie Sonstigen (30%) durch Gewichtung mit deren Leistungsbedarf.

In einem realen Umspannwerk wäre aus Gründen der Redundanz die Anzahl der Mittelspannungs-transformatoren höher. Für das elektrische Verhalten spielt der Einsatz vom mehr Transformatoren bei gleicher summarischer Leistung jedoch keine Rolle. Aus diesem Grund wurde bei diesem sum-marischen Modell nicht zwischen der Anzahl Umspannwerken und Anzahl der Mittelspannungs-transformatoren unterschieden.


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Summarisches Netzmodell

Struktur des Netzmodells

Zur Simulation genügt ein repräsentativer Ausschnitt aus dem Modell:

Dieser Ausschnitt repräsentiert 1/662 des gesamten Netzes mit folgenden Eigenschaften:• Einer Leistung von insgesamt 80GW / 622 = 121 MW bestehend aus• 1x Großindustrie: 19 MW• 1x ländliches Mittelspannungsnetz: 21 MW• 3,85 x städtische Mittelspannungsnetze: 81 MW


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Verbraucher im Netzmodell


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Anhang B - Erzeuger im Netzmodell

Szenarios für den Netzausbau: 2010 und 2025

16% EE

84% konv. 53%

EE

47% konventionell Quelle: DLR, IWES, IFNE: Schlussbericht -

Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland bei Berücksichtigung der Entwicklung in Europa und global. 2012

Hieraus abgeleitete Erzeuger 2010

Bemerkung: Wegen der begrenzten Ausbaumöglichkeiten von Laufwasserkraftwerken wurden diese der konventionellen Technik zugeschlagen und nicht weiter berücksichtigt. Ein weiterer Grund ist die Anschaltung über Wechselrichter für die stark ausbaufähige Windkraft und Photovoltaik. Diese Art der Anbindung unterscheidet sich von konventionellen Synchrongeneratoren für thermische Kraftwerke, Gasturbinen und Laufwasser.


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Hieraus abgeleitete Erzeuger 2025

Aufteilung der Anlagen für erneuerbare Energien

Photovoltaik

Windkraft

Biogas


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Biomasse

Anlagen im NiederspannungsnetzVerbraucher in der Stadt

Verbraucher auf dem Land

Betriebsmittel

Leistung der Anlagen zur Energieerzeugung in der Stadt

Legende: ONT - Ortsnetztransformator NS - Niederspannung (0,4 kV) HBS - Hauptbetriebsstunde MS - Mittelspannung (20 kV) HS - Hochspannung (110 kV)


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Leistung der Anlagen zur Energieerzeugung in der Stadt

Anlagen im Mittelspannungsnetz

Netzbetriebsmittel

Anlagen zur Energieerzeugung im ländlichen Netz

Anlagen zur Energieerzeugung im städtischen Netz


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